Номер по Госреестру СИ: 95353-25
95353-25 Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси №2 УПСВ на ДНС Асомкинского месторождения цеха подготовки и перекачки нефти №1 управления подготовки и перекачки нефти
(Обозначение отсутствует)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси №2 УПСВ на ДНС Асомкинского месторождения цеха подготовки и перекачки нефти №1 управления подготовки и перекачки нефти (далее - СИКНС) предназначена для измерения массы нефтегазоводяной смеси и массы нетто нефти.

Внешний вид.
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси №2 УПСВ на ДНС Асомкинского месторождения цеха подготовки и перекачки нефти №1 управления подготовки и перекачки нефти
Рисунок № 1

Внешний вид.
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси №2 УПСВ на ДНС Асомкинского месторождения цеха подготовки и перекачки нефти №1 управления подготовки и перекачки нефти
Рисунок № 2
Программное обеспечение
Система имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в измерительно-вычислительном комплексе (ИВК) и в автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора. Метрологические характеристики СИКНС нормированы с учётом влияния программного обеспечения на результаты измерений.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
ИВК |
АРМ |
|
Идентификационное наименование ПО |
УЗЕЛ УЧЕТА НЕФТИ ГАЗА И ВОДЫ |
view.exe |
|
Номер версии ПО |
v.14.09.03 |
v.0586.0207 0065.0019 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в документе ВЯ-1871/2024 Масса нефти в составе нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти в нефтегазоводяной смеси №2 УПСВ на ДНС Асомкинского месторождения цеха подготовки и перекачки нефти №1 управления подготовки и перекачки нефти ООО «РН-Юганскнефтегаз», аттестованном ФБУ «Тюменский ЦСМ», свидетельство об аттестации № 1871/01.00248-2014/2024 от 29.10.2024.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийПостановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (пункт 6.2.1);
Приказ Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 2356 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».
ПравообладательОбщество с ограниченной ответственностью «РН-Юганскнефтегаз»
(ООО «РН-Юганскнефтегаз»)
ИНН 8604035473
Юридический адрес: 628301, Ханты-Мансийский автономный округ - Югра, г.о. Нефтеюганск, г. Нефтеюганск ул. Ленина, стр. 26
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Тюменской и Курганской областях, Ханты-Мансийском автономном округе - Югре, Ямало-Ненецком автономном округе» (ФБУ «Тюменский ЦСМ»)Адрес: 625027, Тюменская обл., г.о. город Тюмень, г. Тюмень, ул. Минская, д. 88
Телефон: (3452) 500-532
E-mail: info@csm72.ru
Web-сайт: httpsV/тцсм.рф
Принцип действия СИКНС основан на прямом методе динамических измерений массы нефтегазоводяной смеси, с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные сигналы измерительных преобразователей счетчиков-расходомеров поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного, который преобразует их и вычисляет массу нефтегазоводяной смеси и массу нетто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты. Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта. В состав СИКНС входят:
-
1) Блок измерительных линий (БИЛ).
-
2) Блок измерений показателей качества нефти (БИК), предназначенный для измерения показателей качества нефти.
-
3) Система сбора и обработки информации (СОИ), предназначенная для сбора и обработки информации, поступающей от измерительных преобразователей, а также для вычислений, индикации и регистрации результатов измерений.
Состав СИКНС представлен в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКНС
|
Наименование и тип средства измерений |
Место установки |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
Счетчики-расходомеры массовые Micro |
БИЛ |
13425-01 |
|
Motion мод. CMF300 |
45115-10 | |
|
Преобразователи давления измерительные |
БИЛ |
19422-03 |
|
40 модель 4385 |
БИК | |
|
Термопреобразователи с унифицированным |
БИЛ |
32460-06 |
|
выходным сигналом ТСПУ 902820 |
БИК | |
|
Термопреобразователи сопротивления взрывобезопасные с унифицированным выходным сигналом ТСМУ-9418 |
БИЛ БИК |
17627-98 |
|
Влагомеры нефти микроволновые МВН-1 мод. МВН-1.2 |
БИК |
28239-04 |
|
Комплексы измерительно-вычислительные МикроТЭК мод. МикроТЭК-01 |
СОИ |
24063-06 |
|
Примечание — В состав СИКНС входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утверждённых типов. Кроме того, в состав блока измерений показателей | ||
|
качества нефти входит расходомер. | ||
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
-
- прямые динамические измерения массы нефтегазоводяной смеси по каждой измерительной линии;
-
- отбор объединённой пробы в соответствии с ГОСТ 2517-2012;
-
- поверку счётчиков-расходомеров массовых на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;
-
- контроль метрологических характеристик счётчиков-расходомеров массовых без нарушения режима непрерывности процесса измерения с возможностью автоматического формирования и печати протоколов контроля метрологических характеристик;
-
- определение массы нефтегазоводяной смеси по СИКНС в целом;
-
- косвенные измерения массы нетто нефти по СИКНС в целом.
Место расположения СИКНС, заводской номер 82 - ДНС Асомкинского
месторождения цеха подготовки и перекачки нефти №1 управления подготовки и перекачки нефти. Пломбирование средств измерений, находящихся в составе СИКНС осуществляется согласно требований одного из следующих документов: описание типа средства измерений, методика поверки средства измерений, инструкция по эксплуатации СИКНС или МИ 3002-2006. Заводской номер в виде цифрового обозначения указан на информационной табличке установленной на стене блок-бокса СИКНС методом ударной маркировки. Нанесение знака поверки на СИКНС не предусмотрено.
Общий вид СИКНС представлен на рисунке 1. Место нанесения заводского номера указано на рисунке 2.
Рисунок 1 - Общий вид блока измерительных линий СИКНС
Место нанесения заводского номера
Рисунок 2 - Место нанесения заводского номера
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений массового расхода, т/ч |
от 27 до 540 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения массы нефтегазоводяной смеси, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе измеряемой среды, % |
±1,0 |
|
Примечание — Расход по одной измерительной линии не превышает 272 т/ч. | |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных линий |
3 (2 рабочих, 1 резервная) |
|
Характеристики измеряемой среды: - температура, °С |
от +7 до +60 |
|
- давление в измерительной линии, МПа |
от 1,2 до 4,5 |
|
- плотность обезвоженной дегазированной нефти при температуре плюс 20 °С, кг/м3 |
от 865 до 950 |
|
- плотность пластовой воды при температуре плюс 20 °С, кг/м3 |
от 1001 до 1005 |
|
- объемная доля воды в нефтегазоводяной смеси, %, не более |
1,0 |
|
- плотность газа, приведенная к стандартным условиям, кг/м3 |
от 0,7 до 1,4 |
|
- объемная доля растворенного газа в нефтегазоводяной смеси, м3/м3 |
от 0,8 до 3,2 |
|
- массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %, не более |
0,01 |
|
- массовая концентрация хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм3, не более |
900 |
|
Режим работы |
непрерывный |
|
Температура окружающего воздуха, °С - для БИЛ и БИК |
от +5 до +35 |
|
- для СОИ |
от +18 до +25 |

